Una platea gremita al Brixia Forum, il 27 febbraio 2026, e un minuto di silenzio che non è timidezza, ma calcolo: quanto costa, davvero, passare dal biogas al biometano? La scena – agricoli in platea, giacche blu sul palco – si chiude con una promessa-lampo del ministro dell’Ambiente: “una settimana per trattare”. Sette giorni per numerare, con freddezza da ragioniere, le aziende che senza accompagnamento finanziario non ce la faranno a sostenere la trasformazione. Sullo sfondo, lo scontro tra Giovanni Garbelli (Confagricoltura Brescia) e Gilberto Pichetto Fratin (Mase), e un dossier che pesa sulle bollette e sulla sicurezza energetica dell’Italia. Lo chiamano “decreto Bollette”. Sul tavolo, più che uno sconto, c’è un rebus: chi paga la corsa al biometano, e in quanto tempo rientra l’investimento? I conti, questa volta, non sono un dettaglio.
Perché parlarne ora
- Perché l’Italia conta su un potenziale di produzione di biometano agricolo fino a 6,5 miliardi di m³/anno al 2030, ma la strada è ancora lunga.
- Perché entro il 30 giugno 2026 scadono i tempi PNRR per mettere in esercizio gli impianti finanziati: chi non ce la fa, rischia di restare a metà del guado.
- Perché il Mase ha chiesto una ricognizione: servono numeri precisi delle aziende che, da sole, non possono sostenere la riconversione. È il cuore della “settimana per trattare”.
Di seguito, l’analisi che mancava: quanto costa convertire, quali incentivi oggi esistono, come si finanzia e in quali tempi si può realisticamente arrivare in esercizio.
I numeri che guidano le decisioni: tariffe, massimali e taglie d’impianto
Le basi (aggiornate) del quadro PNRR
Il D.M. 15 settembre 2022 ha disegnato lo schema d’incentivo per nuovi impianti e per la riconversione di quelli agricoli a biogas:
- contributo in conto capitale fino al 40% dei costi ammissibili (entro massimali specifici a €/Smc/h);
- una tariffa incentivante sulla produzione netta di biometano per 15 anni.
Con l’adeguamento all’inflazione (2021–2024), il quarto bando ha riallineato sia tariffe sia costi massimi ammissibili:
- Tariffa base d’asta per impianti agricoli: 128,39 €/MWh (≤100 Smc/h) e 122,81 €/MWh (>100 Smc/h).
- Costi specifici massimi ammissibili (estratto): per la riconversione ≤100 Smc/h circa 14.354 €/Smc/h; >500 Smc/h circa 13.215 €/Smc/h.
Nota: per gli impianti agricoli tra 100 e 500 Smc/h, il DM 2022 indicava 12.600 €/Smc/h come massimale di riconversione; gli adeguamenti successivi hanno rialzato alcuni valori. È prudente, in sede progettuale, usare un range “aggiornato” e verificare l’ultimo bando utile.
Cosa significano in pratica questi numeri (con esempi di calcolo)
- Piccolo impianto agricolo riconvertito a 100 Smc/hCapex di riferimento (ammissibile): 100 × 14.354 = ~1,44 milioni di €.Contributo PNRR potenziale (40%): ~0,58 milioni di €. Quota a carico dell’impresa: ~0,86 milioni di € più eventuali extracosti non incentivabili.
- Impianto medio a 250 Smc/h (fascia 100–500 Smc/h)Assumendo un massimale ammissibile “storico” ~12.600 €/Smc/h: 250 × 12.600 = ~3,15 milioni di €.Contributo 40%: ~1,26 milioni di €. Quota a carico dell’impresa: ~1,89 milioni di €. Verificare sempre l’ultimo aggiornamento tariffario/costi GSE.
- Grande impianto >500 Smc/h (es. 600 Smc/h)Massimale ammissibile riconversione: ~13.215 €/Smc/h → ~7,93 milioni di €.Contributo 40%: ~3,17 milioni di €. Quota a carico dell’impresa: ~4,76 milioni di €.
Questi non sono “preventivi”, ma bussola: lo schema PNRR impone tetti ai costi ammissibili e alle tariffe; il mercato reale (opere civili, trattamento H2S, filtri silossani, vasche digestato, sicurezza, automazione) può variare anche in modo sensibile.
Un caso reale per dare la scala
Il progetto di upgrading al depuratore di Roma Nord (linea non agricola) – ~260 Nm³/h di biogas in ingresso e ~1,4 milioni Sm³/anno di biometano atteso – ha previsto lavori per 5.885.500 €. È un ambito diverso dall’agricolo, ma dà l’ordine di grandezza di un pacchetto di upgrading completo su portate medio-piccole.
Quanto rende e in quanto tempo: ricavi incentivati, Opex e break-even
Ricavi: due leve e 15 anni di orizzonte
- Durata incentivo: 15 anni; oltre, il progetto vive su prezzi di mercato.
- Tariffe aggiornate per impianti agricoli riconvertiti: ~123–128 €/MWh alla base d’asta, con ribassi in gara. A PCS standard (0,01048 MWh/Smc), la tariffa omnicomprensiva si colloca nell’ordine di ~1,25–1,33 €/Smc prima dei ribassi.
Per impianti sotto ~250 Smc/h, la scelta tra tariffa omnicomprensiva (cessione al GSE) e tariffa premium orienta il profilo di rischio: nel primo caso i ricavi sono più “piatti”; nel secondo, si espongono al mercato gas e alle GO (garanzie d’origine).
Opex: cosa pesa davvero
- Energia ausiliaria (compressori per membrane o richiesta di vapore per sistemi ad ammine), consumabili (MEA, filtri), personale, manutenzione, gestione digestato. Su impianti idrici, un caso reale stima ~10 €/t trattata per il solo trattamento acque/digestato; in agricolo, gli ordini di grandezza sono diversi ma le voci sono analoghe.
- Scelta tecnologica: a parità di portata, i sistemi a membrane hanno in genere Capex più alti del 20–30% rispetto alle ammine, ma Opex spesso più bassi per consumabili e gestione; il bilancio finale dipende dal costo locale di energia/vapore e dal profilo di personale.
Payback: cosa cambia con la taglia
- Sotto i 100–150 Smc/h il rapporto tra Capex/Smc e Opex/Smc è più sfavorevole; i massimali aggiornati riducono il gap ma l’economia di scala resta decisiva.
- Tra 200 e 300 Smc/h molti progetti agricoli centrano un payback dentro l’orizzonte di incentivo se i ribassi d’asta sono contenuti e la logistica del digestato è ottimizzata.
- Oltre 500 Smc/h, la scala aiuta; resta la variabile connessione alla rete gas.
La voce dei bandi: quanta capacità è stata assegnata e dove siamo oggi
- Con il quarto bando (30 ottobre 2024), ammessi 139 progetti per ~62.330 Smc/h (assegnato circa il 38% del contingente disponibile).
- Con il quinto e ultimo bando PNRR (2025), ammesse in posizione utile fino a 298 iniziative per ~122.842 Smc/h; la capacità complessiva assegnata sui cinque bandi sfiora ~240.000 Smc/h su 257.000 Smc/h disponibili, con necessità di fondi aggiuntivi per scorrere la graduatoria.
- Il GSE ha chiarito nel giugno 2025 che gli impianti ammessi nel V bando in “posizione utile” possono avviare i lavori anche in attesa della formalizzazione delle risorse europee aggiuntive.
Sul campo, la produzione immessa in rete si muove: ~570–750 milioni di Smc/anno secondo diversi osservatori tra fine 2024 e 2025, lontano ma in traiettoria verso l’obiettivo PNIEC 2030 (5,7 mld Smc/anno).
Connessione alla rete: il costo invisibile che decide la banca
La connessione alla rete gas è una variabile spesso sottovalutata, ma cruciale per il project finance.
- Il PNRR prevede un’azione di riduzione degli oneri di connessione a carico dei produttori; il pacchetto normativo, atteso nel 2025, ha registrato ritardi a inizio 2026.
- Secondo Utilitalia, il Governo intende ridurre “al 30%” il peso degli oneri di connessione sui produttori, con conseguente necessità di investimento da parte dei distributori (Dso). Tempistiche e modalità attuative restano, ad oggi, il vero discrimine.
- Sul fronte infrastrutture, BEI e Snam hanno attivato 264 milioni di € per 240 km di nuovi gasdotti dedicati al biometano, in grado di trasportare fino a 1,13 miliardi Smc/anno: un segnale concreto che la rete si sta attrezzando.
Per i produttori collegati a reti di distribuzione (es. Italgas), le specifiche tecniche e operative dei punti di immissione e la gestione della misura sono fattori di compliance da considerare già in progettazione.
Nuova angolazione: quanto costa, per davvero, per taglia d’azienda
1) L’azienda zootecnica “compatta” (≤100 Smc/h)
- Capex riconversione “ammissibile”: ~1,4–1,5 milioni €.
- Contributo potenziale: ~0,56–0,60 milioni €.
- Fattori di rischio: costi fissi che pesano (personale, manutenzione), gestione digestato e spandimenti in aree vulnerabili ai nitrati, distanza dalla rete.
- Quando conviene: impianto vicino a rete, filiera approvvigionamenti consolidata, aste con ribassi moderati.
2) Il medio “di filiera” (200–300 Smc/h)
- Capex riconversione “ammissibile”: ~3–3,7 milioni € a seconda dell’aggiornamento applicabile.
- Contributo potenziale: ~1,2–1,5 milioni €.
- Fattori di rischio: tempi autorizzativi vs scadenze PNRR (18 mesi per agricoli dal ranking GSE), allacciamento, possibili ribassi d’asta.
- Quando conviene: economie di scala su Opex, rete relativamente vicina, consorzio di conferitori stabile.
3) Il grande (≥500–600 Smc/h)
- Capex riconversione “ammissibile”: ~6,6–8 milioni € (es. 600 Smc/h ~7,93 milioni €).
- Contributo potenziale: ~2,6–3,2 milioni €.
- Fattori di rischio: investimenti ancillari (vasche, stoccaggi, CO2 off-gas), cantierabilità, cronoprogramma.
- Quando conviene: disponibilità di feedstock su scala, solidità finanziaria, sinergie con progetti multi-sito (case reali: BTS DevCo/Eiffel, Plenium Partners).
Come si finanzia: dal contributo PNRR ai project finance “green”
Oltre al 40% a fondo perduto, la differenza la fanno strumenti bancari dedicati alla transizione:
- SACE Green e schemi Project Finance fino a 50 milioni € (es. Intesa Sanpaolo), con garanzie fino al 50% e durate fino a 20 anni: iter più veloce e cultura del rischio su tecnologie mature.
- Operazioni “biometano puro”: finanziamento >25 milioni € per impianto in provincia di Pavia (capacità target ~500 Smc/h per asset della pipeline), con ingresso di investitori infrastrutturali.
- Schemi ibridi EPC/garanzie di firma (es. UniCredit–SACE–Kerr, giugno 2025), utili a ridurre il fabbisogno di capitale circolante in fase di costruzione.
Per i piccoli e medi operatori agricoli, la chiave è spesso l’aggregazione: consorzi di conferitori, contratti di lungo termine (es. Biomethane Purchase Agreement) e canali di cessione a GSE che stabilizzano i flussi.
I tempi: tra graduatorie, cantiere e allaccio
- Dal posizionamento utile in graduatoria GSE partono i termini massimi: 18 mesi per agricoli, 24 mesi per rifiuti organici. Attenzione alla filiera fornitori e alla cantierabilità locale.
- Il nodo “allaccio” può allungare i cronoprogrammi. Il percorso di riduzione oneri è in lavorazione (ritardo a inizio 2026), ma i segnali infrastrutturali (Snam–BEI e investimenti di rete) sono incoraggianti.
Il dossier politico: una “settimana” che vale milioni
Nel confronto del 28 febbraio 2026, il Mase ha chiesto a Confagricoltura di stimare “il numero preciso di aziende” che non reggono la riconversione in autonomia. Sul terreno, c’è anche la soglia dimensionale: obblighi e target potrebbero essere ritarati per evitare effetti distorsivi su impianti <300 kW (tema evocato nel confronto). La sostanza è economica: senza un accompagnamento stabile – non bonus a pioggia, ma meccanismi indicizzati ai costi reali – parte del parco biogas rischia di spegnersi o di cedere il passo a operatori finanziari meglio capitalizzati.
Nel frattempo, il dibattito “bollette” (gennaio–febbraio 2026) ha riacceso i fari sul bilanciamento incentivi–costi di sistema, con richieste di revisione dei prezzi minimi per il biogas elettrico e timori di interventi retroattivi su altre rinnovabili. La conversione al biometano è, qui, l’alternativa industriale più credibile per salvare la redditività di decine di impianti agricoli in scadenza d’incentivo elettrico.
Dieci domande pratiche per capire se convertire conviene
- Qual è la mia taglia “realistica” di biometano (Smc/h)?
- Quanto disto, in chilometri e pratiche, dal punto di immissione? Chi paga cosa?
- La mia logistica del digestato è compatibile con i limiti nitrati locali?
- Posso candidarmi al prossimo “slot” utile con ribasso contenuto sulla tariffa?
- Ho accesso a SACE Green/project finance o a linee verdi dedicate dal mio istituto?
- Quale tecnologia di upgrading (ammine/membrane) ottimizza il mio mix di Capex/Opex?
- Ho un BPA o una strategia di vendita che mi copra dal rischio prezzo?
- Posso rispettare i 18 mesi (agricoli) dalla graduatoria a “entrata in esercizio”?
- Il mio impianto rientra in eventuali nuove soglie o obblighi in via di definizione?
- Se finissero gli incentivi al quindicesimo anno, il business si regge ai prezzi di mercato previsti?
Conclusione: conti alla mano, serve un atterraggio morbido
I conti dicono questo:
- la riconversione è tecnicamente matura e, nelle taglie 200–600 Smc/h, economicamente centrabile grazie al 40% PNRR e a tariffe ~123–128 €/MWh;
- sotto i 100 Smc/h l’equazione si fa più delicata, ma non impossibile se la rete è vicina e gli Opex sono sotto controllo;
- il successo, però, dipende da due variabili “di sistema”: tempi certi e costi di connessione ridotti e ripartiti; senza, i cronoprogrammi rischiano di scivolare oltre il 30 giugno 2026, con perdita secca degli incentivi di costruzione.
La “settimana per trattare” concessa dal Ministro non è un gesto simbolico: è il tempo per mettere in fila numeri, taglie e piani finanziari. Perché il biometano agricolo – che può pesare fino al 10% della domanda nazionale di gas secondo le ambizioni illustrate – non è una scommessa retorica: è un equilibrio di costi, tariffe, reti e tempi. E a fare la differenza, adesso, saranno le decisioni prese con la freddezza dei conti e la lucidità dei cronoprogrammi.
